Estudo da viabilidade ecônomica para a implementação do reator nuclear SMART no Brasil

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AUTARQUIA ASSOCIADA À UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO 
ESTUDO DA VIABILIDADE ECONÔMICA PARA A IMPLEMENTAÇÃO DO 
REATOR NUCLEAR SMART NO BRASIL 
CORDELIA MARA FAZZIO ESCANHOELA 
 Dissertação apresentada como parte dos 
requisitos para obtenção do Grau de 
Mestre em Ciências na Área 
de Tecnologia Nuclear - Reatores 
 
 Orientador: 
Profa. Dra. Gaianê Sabundjian 
 
 
 
 
São Paulo 
2018 
 
 
INSTITUTO DE PESQUISAS ENERGÉTICAS E NUCLEARES 
Autarquia associada à Universidade de São Paulo 
Estudo da viabilidade econômica para a implementação do reator nuclear SMART no 
Brasil 
CORDELIA MARA FAZZIO ESCANHOELA 
Dissertação apresentada como parte dos 
requisitos para obtenção do Grau de 
Mestre em Ciências na Área 
de Tecnologia Nuclear - Reatores 
Orientadora: 
Profa. Dra. Gaianê Sabundjian 
Versão Corrigida 
Versão Original disponível no IPEN 
São Paulo 
2018 
 12 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ii 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Dedico este trabalho aos meus filhos 
Natália, Matheus e Pedro Victor. 
 
 
iii 
 
AGRADECIMENTOS 
 
Agradeço a Deus, em primeiro lugar, pelo desenvolvimento e conclusão desta 
dissertação e do curso de Mestrado. 
Aos meus filhos Natália, Matheus e Pedro Victor, pela paciência e apoio incondicional 
em todos os sentidos. 
À minha orientadora Prof. Dra. Gaianê, pela confiança, por todas as intervenções 
sempre muito pertinentes e generosidade. 
À minha co-orientadora Profa. Dra. Ana Cecília, pela colaboração, ensinamentos e 
amizade. 
Ao Professor Dr. José Flávio, pelo apreço, orientações muito importantes no campo 
da Econometria, discussões e interesse pelo trabalho. 
Aos Professores Dr. Ildo Sauer, Dr. Roberto Hukay e Dr. Miguel E. M. Udaeta, pela 
gentil acolhida, dicas e esclarecimentos. 
À minha irmã Cecília Amélia e sobrinhas Marília e Mariana, pelo incentivo e apoio, 
material e moral. 
A todos os colegas que sempre estiveram ao meu lado, me proporcionando o estímulo 
e a força necessária para continuar, mesmo quando o cansaço pelo exaustivo trabalho 
pedagógico em dupla jornada tentava me fazer desistir. 
Às minhas queridas e inesquecíveis mães Angelina e Cecília, in memoriam, “por tudo”! 
E a todos, enfim, que de alguma forma me auxiliaram nesta desafiadora caminhada. 
 
 
iv 
 
RESUMO 
 
 
ESCANHOELA, Cordelia Mara Fazzio. Estudo da viabilidade econômica para 
implementação do reator nuclear SMART no Brasil. 2018. 138p. Dissertação 
(Mestrado em Tecnologia Nuclear) – Instituto de Pesquisas Energéticas e Nucleares 
– IPEN-CNEN/SP. São Paulo. 
 
 
A energia que sustenta a atividade humana é, hoje, predominantemente elétrica, 
sendo produzida em sua maior parte por fontes fósseis poluentes, emissoras de gás 
carbônico. Na busca de soluções para essa problemática, fontes alternativas limpas e 
sustentáveis têm sido estudadas e já inseridas em diversos países, inclusive no Brasil. 
Nossa principal fonte, a hidrelétrica, apesar de não poluente corre, hoje, o risco do 
esgotamento em decorrência de grandes demandas e das mudanças climáticas. 
Dentre outras fontes brasileiras ainda não intensamente exploradas situam-se a 
biomassa, eólica, solar e nuclear; a energia nuclear pode ser uma interessante opção 
pois, além de limpa, oferece as vantagens da disponibilidade de combustível (urânio 
e tório) e o conhecimento da tecnologia aplicada nas usinas de Angra 1 e 2 e 
futuramente em Angra 3. A energia nuclear das gerações III+ e IV traz uma proposta 
bastante promissora em termos de segurança e economia, os reatores inovadores, 
que estão sendo desenvolvidos em muitos institutos de pesquisa de vários países, 
entre eles, o Brasil. 
O presente trabalho considera essa opção e estuda a viabilidade de implementação 
do reator inovador SMART no Brasil; esse reator foi desenvolvido pelo KAERI; é 
modular do tipo PWR, apresenta potência de 100 MWe; atende uma demanda de 
100.000 habitantes, possui sistema passivo de segurança e configuração integral. 
O trabalho fundamenta-se em projeções de demanda energética a médio e longo 
prazo com ênfase na eletricidade. A viabilidade econômica do projeto foi avaliada por 
meio das técnicas Taxa Interna de Retorno; Valor Presente Líquido; Payback 
Descontado e Valor do Pagamento Periódico; foram selecionadas e estudadas três 
tarifas e três formas de captação de recursos; foi também calculado o custo unitário 
por MWh do reator SMART e comparado ao de uma hidrelétrica de igual potência. Os 
resultados demostraram que o projeto é viável em quatro situações distintas e o custo 
unitário resultou 39% inferior ao da hidrelétrica. 
v 
 
ABSTRACT 
 
 
ESCANHOELA, Cordelia Mara Fazzio. Study on the economic feasibility for the 
implementation of the SMART nuclear reactor in Brazil. 2018. 138p. Dissertação 
(Mestrado em Tecnologia Nuclear) – Instituto de Pesquisas Energéticas e Nucleares 
– IPEN-CNEN/SP. São Paulo. 
 
The energy that sustains the human activity is, nowadays, predominantly electric, 
being the most part produced by fossil sources polluting, carbon dioxide emitters. 
In the search for solutions to this problem, clean and sustainable alternative sources 
have been studied and already inserted in several countries, including Brazil. Our main 
source, hydroelectric, although not polluting, has the risk of depletion today, due to big 
demands and climate change. Among other Brazilian sources identified as viable 
alternatives and not yet intensely explored are biomass, wind, solar and nuclear; the 
nuclear power can be an interesting option as, besides being clean, it offers the 
advantages of fuel availability (uranium and thorium) and the knowledge of the 
technology applied in Angra 1 and 2 plants and in future in Angra 3. 
The nuclear energy of the III + and IV generations brings a very promising proposal in 
terms of safety and economy, which are the innovative reactors that are being 
developed in research institutes of several countries, including Brazil. 
The present work considers this option and studies the feasibility of implementing the 
innovative reactor SMART in Brazil. This reactor was developed by KAERI; it is a 
modular PWR type; has a power of 100 MWe; meet a demand of 100,000 inhabitants; 
features passive safety system and integral configuration. 
The work is based on projections of energy demand in the medium and long-term with 
emphasis on electricity. The economic viability of the project was evaluated through 
the Internal Rate of Return techniques; Net Present Value; Discounted Payback and 
Periodic Payment Amount; three rates and three forms of fundraising were selected 
and studied; the unit cost per MWh of the SMART reactor was also calculated and 
compared to a hydroelectric plant of equal power. 
The results showed that the project is viable in four different situations and the unit cost 
was 39% lower than the hydroelectric one. 
 
 
vi 
 
SUMÁRIO 
1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 11 
2. OBJETIVOS E MOTIVAÇÃO................................................................................ 14 
2.1. Organização da dissertação ............................................................................... 14 
3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ................................................................................. 16 
4.1. Eletricidade ......................................................................................................... 18 
4.2. Fontes de energia .............................................................................................. 19 
4.2.1. Fontes energéticas no Brasil ........................................................................... 20 
4.2.1.1. Hidreletricidade ............................................................................................ 21 
4.2.1.2. Termeletricidadea gás natural ..................................................................... 21 
4.2.1.3. Termeletricidade a biomassa ....................................................................... 22 
4.2.1.4. Termeletricidade a carvão ............................................................................ 23 
4.2.1.5. Termeletricidade a petróleo e derivados ...................................................... 24 
4.2.1.6. Eólica e outras renováveis ........................................................................... 25 
4.2.1.7. Energia Nuclear ............................................................................................ 28 
5. PROJEÇÕES DE DEMANDA ENERGÉTICA ...................................................... 29 
5.1. IEO 2016 ............................................................................................................ 29 
5.1.1. Metodologia ..................................................................................................... 30 
5.1.2. Pontos relevantes ............................................................................................ 31 
5.2. DE 2050 ............................................................................................................. 34 
5.2.1. Metodologia ..................................................................................................... 34 
5.2.2. Pontos relevantes ............................................................................................ 37 
Fonte: Elaboração EPE ............................................................................................. 39 
5.3. Energias 20, 35 e 60 .......................................................................................... 39 
5.3.1. Metodologia ..................................................................................................... 40 
5.3.2. Pontos relevantes ............................................................................................ 41 
6. FUNDAMENTAÇÃO TEORICA ............................................................................ 43 
7. GERAÇÃO TERMONUCLEAR ............................................................................. 46 
7.1. Fissão e fusão nuclear ....................................................................................... 46 
7.2. Reatores nucleares ............................................................................................ 50 
7.2.1. Tipos de reatores ............................................................................................ 50 
7.2.1.1. Reator PWR ................................................................................................. 52 
7.2.1.2. Reatores inovadores .................................................................................... 55 
7.2.1.2.1. Reatores SMR ........................................................................................... 56 
vii 
 
7.2.1.2.1.1. Reatores SMR selecionados .................................................................. 57 
7.2.1.2.1.2. System-Integrated Modular Advanced Reactor (SMART) ...................... 60 
7.3. Panorama da energia nuclear mundial ............................................................... 77 
7.4. Geração termonuclear no Brasil ......................................................................... 82 
7.4.1 Evolução do Programa Nuclear Brasileiro ........................................................ 83 
7.4.2. Usinas em operação Angra 1 e Angra 2.......................................................... 86 
7.4.2.1. Usina Angra 1 ............................................................................................... 88 
7.4.2.2. Usina Angra 2 ............................................................................................... 88 
7.4.2.3. Usina Angra 3 ............................................................................................... 89 
7.4.2.3.1. Caracterização do empreendimento.......................................................... 90 
7.4.2.3.1.1. Custos vinculados à Angra 3 .................................................................. 91 
7.4.2.3.1.3. Garantia física de energia ...................................................................... 92 
8. ANÁLISES ECONÔMICO-FINANCEIRAS ........................................................... 93 
8.1. Viabilidade econômico-financeira ....................................................................... 93 
8.1.1. Estrutura do Projeto......................................................................................... 95 
8.2. Métodos quantitativos de análise econômico-financeira ................................... 96 
8.2.1. Valor Presente Líquido (VPL) .......................................................................... 97 
8.2.2. Taxa Interna de Retorno (TIR) ........................................................................ 97 
8.2.3. Retorno do capital ........................................................................................... 98 
8.2.3.1. Payback Simples .......................................................................................... 98 
8.2.3.2. Payback Descontado.................................................................................... 99 
8.3. Amortização de um Projeto de Investimento ...................................................... 99 
8.4. Custo do Capital ............................................................................................... 100 
8.4.1. Custo Médio Ponderado de Capital (CMPC) ................................................. 100 
8.5. Tarifa de energia elétrica .................................................................................. 102 
9. METODOLOGIA DA VIABILIDADE ECONÔMICA ............................................ 103 
9.1. Apuração dos custos ........................................................................................ 104 
9.2. Geração de receitas (anuais) ........................................................................... 105 
9.6. Cálculo da Anuidade e Valor Unitário (PMT) .................................................... 108 
9.7. Resultados e discussões .................................................................................. 109 
9.7.1. Valor Unitário de Geração (FCLD) ................................................................ 109 
9.7.2. Resultados do PBD, VPL e TIR ..................................................................... 110 
9.7.3. Aplicação da técnica PMT ............................................................................. 115 
10. CONCLUSÕES ................................................................................................. 120 
APÊNDICE - PLANILHAS ...................................................................................... 122 
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viii 
 
A – Fluxo de caixa 1, tarifa de R$ 238,21/MWh ...................................................... 122 
B – Fluxo de caixa 2, tarifa de R$ 200,00/MWh ...................................................... 124 
C – Fluxo de caixa 3, tarifa de R$ 180,00/MWh ...................................................... 126 
D - Fluxo de caixa 4 PMT, tarifa de R$ 238,21/MWh, k = 8,25% ............................ 128 
E – Fluxo de caixa 5 PMT, tarifa de R$ 238,21/MWh, k = 9,50% ............................ 130 
F – Fluxo de caixa 6 PMT, tarifa de R$ 238,21/MWh, k = 10,00% .......................... 132 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................... 134 
 
 
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file:///C:/Users/Windows%208/Downloads/Tese%20definitiva.docx%23_Toc529134434
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file:///C:/Users/Windows%208/Downloads/Tese%20definitiva.docx%23_Toc529134437file:///C:/Users/Windows%208/Downloads/Tese%20definitiva.docx%23_Toc529134438
ix 
 
LISTA DE TABELAS 
Tabela 1 - Energia total da fissão de um núcleo de 235U ........................................... 48 
Tabela 2 - Dados técnicos do reator SMART ............................................................ 73 
Tabela 3- Reatores em operação por tipo ................................................................. 79 
Tabela 4 - Reatores em construção por tipo ............................................................. 80 
Tabela 5 - Valores de PBD, VPL e TIR a CMPC = 8,25% ....................................... 110 
Tabela 6 - Valores de PBD, VPL e TIR a CMPC = 9,50% ....................................... 111 
Tabela 7 - Valores de PBD, VPL e TIR a CMPC = 10,00% ..................................... 112 
Tabela 8 - Valores dos Payback das técnicas FCLD e PMT ................................... 119 
 
 
x 
 
LISTA DE FIGURAS 
Figura 1 - Participação das fontes no Brasil ......................................................................... 20 
Figura 2 - Consumo de energia mundial, 1990 a 2040 (em quadrilhões de Btu) .................. 31 
Figura 3 - Consumo energético mundial por fontes, 1990 a 2040 (em 1015 Btu) .................. 33 
Figura 4 - Geração de eletricidade por fonte, 2012 a 2040 (em 1012 kWh) ........................... 34 
Figura 5 - Diagrama esquemático de projeção da demanda de energia. ............................. 36 
Figura 6 - Alternativas de atendimento a demanda de energia elétrica. ............................... 37 
Figura 7 - Evolução de demanda total de energia por fonte, 2013 a 2050 ........................... 38 
Figura 8 - Consumo total de eletricidade: PNE 2050 x PNE 2030 ........................................ 39 
Figura 9 - Geração de eletricidade por tipo de usina, Cenário Básico. ................................. 41 
Figura 10 - Participação das fontes por energia elétrica produzida, histórica e projetada, para 
Centrais de Serviço Público e Autoprodutores, Cenário Básico ........................ 42 
Figura 11 - Uma possível fissão do 235U .............................................................................. 47 
Figura 12 - Fusão nuclear do D e T ..................................................................................... 49 
Figura 13 - Desenho esquemático de uma usina PWR ........................................................ 53 
Figura 14 - Barreiras de segurança de um reator PWR ....................................................... 54 
Figura 15 - Protótipo do circuito primário CAREM ................................................................ 59 
Figura 16 - Protótipo do circuito primário SMART ................................................................ 63 
Figura 17 - Tubos bobinados do SG .................................................................................... 63 
Figura 18 - Conjunto típico de combustível 17 x 17 ............................................................. 64 
Figura 19 - Acoplamento do SMART ao sistema de dessalinização .................................... 66 
Figura 20 - Desenho dos sistemas de segurança SMART ................................................... 69 
Figura 21 - Atalhos de remoção do calor SMART ................................................................ 70 
Figura 22 - Arranjo geral da planta SMART ......................................................................... 76 
Figura 23 - Distribuição mundial dos 441 reatores em operação por tipo ............................. 81 
Figura 24 - Distribuição mundial dos 65 reatores em construção por tipo ............................ 81 
Figura 25 - Geração nuclear por país de 2010 a 2014 ......................................................... 82 
Figura 26 - Usinas nucleoelétricas em operação no Brasil - Angra 1 e Angra 2 ................... 87 
Figura 27 - Maquete da usina Angra 3 ................................................................................. 90 
Figura 28 - Avaliação econômica durante o Planejamento e Desenvolvimento do Produto . 94 
Figura 29 - Valores de VPL das três tarifas x PBD (% x anos) a CMPC= 8,25% ............... 110 
Figura 30 - Valores de VPL das três tarifas x PBD (% x anos) a CMPC= 9,50% ............... 111 
Figura 31 - Valores de VPL das três tarifas x PBD (% x anos), a CMPC=10,00% ............. 112 
Figura 32 - FCLD e PMT acumulados x anos da usina, CMPC = 8,25%. ........................... 116 
Figura 33 - FCLD e PMT acumulados x anos da usina, CMPC = 9,5% .............................. 117 
Figura 34 - FCLD acumulados e PMT x anos da usina, CMPC = 10,00 % ......................... 118 
11 
 
1. INTRODUÇÃO 
A crescente preocupação mundial com a oferta de energia em horizonte de 
médio a longo prazo tem mobilizado empresas do setor energético a realizarem 
estudos de projeções de demanda, no Brasil e no mundo (IEO 2016; EPE 2014). 
Esses estudos indicam que a demanda energética brasileira deve dobrar até 
2050 havendo um significativo aumento da eletricidade; ainda segundo essas 
pesquisas, o petróleo, seus derivados e a energia hídrica perdem espaço enquanto o 
gás natural, a biomassa e as energias eólica e nuclear alcançarão maior relevância 
(EPE 2014; ALVIM et al, 2013). 
A retomada do planejamento energético nacional na primeira década do século 
XXI foi impulsionada pela alta dos preços de petróleo e de gás natural seguida pelos 
efeitos impactantes das mudanças climáticas caracterizadas, principalmente, pelo 
aquecimento global decorrente das emissões dos gases de efeito estufa (GEE) e, 
mais recentemente, por dificuldades no aproveitamento hidrelétrico da matriz 
brasileira (AES 2020; EPE 2016). 
De modo geral, a fim de que se evite o risco de uma situação irreversível ao 
planeta, todos os países “precisam agir, por meio de políticas efetivas no combate ao 
problema”, segundo o princípio das responsabilidades comuns e diferenciadas do 
Protocolo de Kyoto, ocorrido no Japão em 1997. 
Torna-se urgente e imprescindível, portanto, a união dos esforços na redução 
do consumo, utilização racional da eletricidade e a inserção expressiva de fontes não 
poluentes em substituição às fósseis atuais. 
O debate energético atual propõe novos modelos, que também atendam às 
exigências de sustentabilidade e atenuação dos impactos ambientais. 
Atualmente 75% da matriz energética brasileira é composta por fontes 
renováveis das quais quase metade são hidrelétricas. No entanto, os recursos hídricos 
apresentam incertezas e sazonalidades que vêm se agravando nos últimos anos. 
Assim, espera-se que as energias alternativas em território nacional devam crescer, 
havendo projeções de liderança da eólica e solar seguidas pela biomassa e nuclear 
(DUARTE, 2014; ALVIM et al, 2013). 
12 
 
A energia nuclear como fonte de geração elétrica vem sendo gradativamente 
defendida pelos ambientalistas por ser considerada “limpa” e causar baixo nível de 
impactos ambientais, contribuindo, assim, para a mitigação dos efeitos climáticos 
(VICTER, 2014). 
O Brasil conta com as vantagens adicionais da abundância de matéria prima 
(urânio e tório) e o domínio da tecnologia do ciclo de combustível, atualmente aplicada 
aos reatores de água pressurizada, Pressure Water Reactor (PWR), das usinas em 
funcionamento Angra 1, Angra 2 e, futuramente, Angra 3 (MALTA, 2014). 
Os maiores problemas enfrentados, hoje, pela energia nuclear e muito 
questionados pelas populações de todo mundo referem-se aos altos custos de 
instalação dos reatores, gerenciamento dos resíduos e riscos de acidentes. 
Os reatores nucleares inovadores (ou avançados) surgem em resposta a esses 
inconvenientes trazendo uma proposta de segurança, eficiência e economia muito 
superiores aos reatores convencionais. 
Suas principais inovações referem-se aos sistemas de segurança passivos e 
aprimoramentos da tecnologia permitindo maior automação,menos paradas para 
reabastecimento e menos produção de rejeitos; redução do tempo de construção, 
retorno mais rápido do capital e uso racional do combustível (SILVA, A.T., 2008). 
Dentre os diversos tipos de reatores inovadores atualmente em operação ou 
sendo pesquisados, destacam-se os de pequeno a médio porte e modulares, os 
chamados Small Modular Reactors (SMR), cuja potência varia entre valores abaixo 
de 100 e 625 MW (SMR 2017). 
O Reator Avançado Modular Integral, System-Integrated Modular Advanced 
Reactor (SMART), desenvolvido pelo Instituto de Pesquisa de Energia Atômica da 
Coreia, Korea Atomic Energy Research Institute (KAERI) é um exemplo desses 
reatores (IAEA 2007). 
Neste trabalho é apresentado o estudo da viabilidade econômica da instalação 
e operação do reator SMART no Brasil, selecionado por tratar-se de um reator 
avançado, apresentando diversas vantagens inovadoras, mas também conservando 
o funcionamento PWR, semelhante aos reatores conhecidos de Angra 1, 2 e 3. 
13 
 
Para esse estudo foram aplicados os critérios de viabilidade econômica Taxa 
Interna de Retorno (TIR); Valor Presente Líquido (VPL) e Payback Descontado (PBD) 
a três tarifas distintas; também o Valor do Pagamento Periódico (VPP) à uma tarifa e 
três tipos de captação de recursos; estes últimos geraram os valores das taxas de 
juros, calculadas por meio do Custo Médio Ponderado de Capital, CMPC (BISCHOFF, 
2013; SAMANEZ, 2009). 
 
14 
 
2. OBJETIVOS E MOTIVAÇÃO 
Este trabalho tem como principais objetivos: 
• Demonstrar a necessidade da expansão energética no Brasil e da substituição 
das atuais fontes de energia, com fundamentação nas projeções de demanda, 
para horizontes de médio a longo prazo; 
• Estudar a viabilidade econômica da implementação do reator nuclear avançado 
SMART em função de uma suposta demanda; 
• Comparar o custo unitário da usina nuclear SMART ao de uma hidrelétrica de 
igual potência para se ter um parâmetro quantitativo e, a posteriori, comparar 
os respectivos impactos ambientais em termos qualitativos. 
A motivação maior deste trabalho surge da necessidade premente de 
renovação dos recursos energéticos fósseis no Brasil e no mundo e o desejo de 
colaborar com as pesquisas que estão sendo realizadas. 
Aliada a essa questão, a perspectiva de uma utilização mais eficaz da energia 
nuclear no Brasil torna-se muito interessante na medida em que se pode aproveitar o 
potencial disponível de combustível e também a posse da tecnologia, contando ainda 
com um reator que apresente riscos mínimos de acidentes e, a princípio, seja mais 
econômico, o que certamente será refletido no bolso do contribuinte. 
Os reatores inovadores prometem elevar a geração nuclear a um novo patamar 
tecnológico e representam um marco científico e histórico. 
Espera-se, com isso, estar contribuindo significativamente para a adoção de 
medidas acertadas na área energética por parte de nossos governantes e dar o 
exemplo ao mundo. 
2.1. Organização da dissertação 
O presente trabalho apresenta-se em três blocos principais, que abordam os 
seguintes assuntos: 
 • Primeiro (capítulos 4, 5 e 6): a eletricidade como uso primordial da energia no 
Brasil e no mundo; suas principais fontes, por meio de breve explanação; projeções 
de demanda energética a médio e longo prazo e consequente evidência da 
necessidade de expansão e inserção de fontes alternativas às atuais, incluindo a 
nuclear. 
15 
 
Essa premissa fundamenta e justifica a realização deste estudo. 
• Segundo (capítulo 7): a utilização da energia nuclear por meio dos reatores 
avançados das gerações III+ e IV, que possibilitam um significativo ganho em termos 
de eficiência, segurança e economia; uma revisão bibliográfica da energia nuclear e 
apresentação do panorama mundial dos reatores utilizados na atualidade; a energia 
nuclear no Brasil com breve descrição das usinas Angra 1 e 2 e considerações de 
custos vinculados à futura usina nuclear de Angra 3, posteriormente úteis à avaliação 
econômica da implementação do reator SMART no Brasil, no que tange ao valor da 
tarifa-base por fonte nuclear adotada. 
Neste bloco também são comentados os principais tipos de reatores, 
convencionais e inovadores, em atividade ou em desenvolvimento e enfatiza os 
reatores Small Modular Reactors (SMR), que muito bem representam a geração dos 
reatores inovadores. É apresentado o reator SMART, objeto central deste estudo e a 
descrição de seus principais aspectos técnicos. 
• Terceiro (capítulos 8, 9 e 10): esta parte trata da análise econômica propriamente 
dita da instalação e operação do reator SMART no Brasil. São apresentados os 
fundamentos teóricos das análises de viabilidade econômico-financeira de projetos e 
principais técnicas utilizadas, que embasam a metodologia aplicada no trabalho. Ao 
final deste terceiro bloco são demonstrados os cálculos realizados, resultados, 
discussões e conclusões. 
16 
 
3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 
 
A revisão bibliográfica apresentada neste trabalho leva em consideração três 
vertentes cruciais a serem estudadas: a primeira é a questão energética e sua 
consequente análise das projeções de demanda; a segunda trata da utilização da 
energia nuclear como alternativa possível, avaliando-se os diferentes tipos de reatores 
de interesse na atualidade e, por último, a realização da análise econômica, resultante 
da escolha apropriada de uma instalação de geração termonuclear, inserida no 
contexto da demanda energética no Brasil. 
 No primeiro bloco, no tocante às alternativas atuais de energia utilizadas no 
Brasil, destacam-se referências como os estudos da Empresa de Pesquisa Energética 
(EPE), “Energia Renovável: hidráulica, biomassa, eólica, solar, oceânica” (EPE 2016) 
e “Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 2006-2015” (PDEE 2006-2015), 
que descrevem os aspectos mais importantes dessas fontes, com destaque à 
hidroeletricidade, principal fonte de geração elétrica há décadas no Brasil. 
E, quanto às projeções de demanda energética, há referências como 
“International Energy Outlook 2016” (IEO 2016) na análise das projeções 
internacionais, no período entre 2012 a 2040 e, em termos nacionais: “Demanda de 
Energia 2050/Série Estudos da Demanda de Energia, Nota técnica DEA 13/14” da 
EPE (EPE 2014) e “Projeção das energias primárias na geração de eletricidade com 
avaliação da demanda e oferta de energia, em horizonte de médio prazo (2020), longo 
prazo (2035) e muito longo prazo (2060)” de Alvim et al., Revista Economia e Energia, 
2013. 
Esses estudos demonstram a crescente demanda energética nas próximas 
décadas em todo o planeta incluindo o Brasil, no qual o consumo deve mais que 
dobrar entre 2013 e 2050 e mantendo-se o setor elétrico como o mais dinâmico entre 
todos de energias comercializadas; indicam também o crescimento ou recuo 
tendencial de cada fonte. 
No segundo bloco, em relação aos reatores nucleares inovadores, SMR e 
SMART, destacam-se os relatórios produzidos pela Agência Internacional de Energia 
Atômica, International Atomic Energy Agency (IAEA) 2006 e 2007: “Status of innovate 
small and medium sized reactor designs 2005”, Vienna, 2006 e “Status report 77: 
System-Integrated Modular Advanced Reactor (SMART)”, 2007, respectivamente, que 
17 
 
explicitam o design, funcionamento, dados técnicos e alguns custos referentes a 
esses reatores, o que propiciou o desenvolvimento do estudo da viabilidade 
econômica. Também o artigo “SMR, Start To a Clean Energy Future/The Economics 
of Small Modular Reactors” (2017) foi uma importante ferramenta na realização da 
metodologia deste trabalho, por fornecer informações de custos dos reatores SMR, 
raramente disponíveis na literatura nuclear. 
Para a realização do terceiro bloco, ao estudo dos fundamentos teóricos foram 
relevantes, entre outras, as referências: “Mercado Financeiro”, Assaf Neto, A. 2015 
“Análise de Projetosde Investimentos: Teoria e Questões Comentadas”, Bischoff, L. 
2013 e “Elaboração e análise de projetos: a viabilidade econômico-financeira”, 
Fonseca, J. W. F. 2012, pois explicam conceitos financeiros, métodos de viabilidade 
e aplicações como, por exemplo, a elaboração dos fluxos de caixa e planilhas Excel a 
projetos de investimentos. 
E, para a aplicação dos métodos ao projeto de implementação da usina de 
interesse, SMART, foram de fundamental importância referências como: “Cálculo da 
geração de usinas nucleares”, Ildo Sauer, 2011, que norteou a metodologia; “Elefante 
branco, os verdadeiros custos da energia nuclear”, Udaeta et al., 2008 (Greenpeace), 
por fornecer muitos subsídios para o levantamento de custos de uma usina nuclear; 
também hipóteses de captação de recursos e considerações de premissas, com base 
na usina de Angra 3. Os relatórios fornecidos pela Eletronuclear, Angra 3, “Custos e 
Investimentos” e “Dados Técnicos” 2017 complementaram dados de custos e geração 
de receitas, bem como outros dados obtidos de Borges, 2012. 
 Por serem três tópicos bastante distintos embora totalmente conectados pelo 
estudo, a revisão bibliográfica é apresentada nos capítulos a seguir para melhor 
contextualização e entendimento. 
 
 
 
 
 
 
18 
 
4. ENERGIA 
A energia ocupa, hoje, um papel de destaque em todas as sociedades do 
mundo e é um tema estratégico para qualquer governo pois trata-se de um fator tanto 
determinante quanto limitante do desenvolvimento social e humano. 
Sob esta perspectiva, torna-se necessário fomentar políticas públicas 
energéticas em todos os níveis, desde a sua geração, passando pelas formas de 
utilização até a busca por maior eficiência. 
A eletrificação tornou-se indispensável, principalmente pelas incontáveis 
formas de uso, que demandam alta eficiência de geração. Portanto, um ponto 
fundamental no âmbito das políticas públicas é a escolha de estratégias eficazes e 
abrangentes no fornecimento da energia. 
Para um planejamento energético bem-sucedido é necessário um amplo 
conhecimento das diversas fontes energéticas passíveis de implementação, levando-
se em conta os recursos naturais, tanto renováveis quanto não renováveis, capazes 
de suprir as necessidades de demanda e deve-se, ainda, considerar a forte tendência 
mundial da eletrificação descentralizada. 
A energia elétrica constitui-se, atualmente, na principal aplicação da geração 
energética em termos globais (GOLDEMBERG, 2007). 
 
4.1. Eletricidade 
A eletricidade, hoje substancialmente presente nas residências e outros 
setores, tais como o industrial, comercial e iluminação pública, é considerada insumo 
básico da sociedade. 
Este componente energético incorpora um custo, a tarifa, que deve ser arcado 
pelos consumidores, de acordo com a quantidade utilizada e tipo de consumo. 
A tarifa é calculada e regulamentada pelos órgãos competentes e deve 
obedecer aos critérios legais vigentes no país ou região considerada. 
Do ponto de vista econômico, nacional e internacionalmente, os planejamentos 
energéticos devem vincular-se aos do setor elétrico e abranger estratégias de 
otimização do lado da oferta, tanto da geração quanto da transmissão e distribuição; 
19 
 
estes devem atender à demanda e buscar a minimização dos custos a níveis 
compatíveis de confiabilidade e qualidade dos serviços. 
Por isso, a eficiência no uso da energia apresenta-se como um importante vetor 
de contribuição à segurança energética, competitividade econômica, modicidade 
tarifária e redução das emissões de GEE (EPE/DE 2012). 
 
4.2. Fontes de energia 
A energia disponível ao homem na superfície terrestre origina-se das seguintes 
fontes: radiação solar, marés provenientes da energia gravitacional do Sistema Lua-
Terra-Sol e nuclear, que possibilitaram outras formas de energia. 
Com exceção da nuclear, considerada fóssil, as outras fontes citadas são 
renováveis. 
Em termos mundiais, a existência de uma determinada fonte de energia não é 
suficiente para garantir sua aplicação prática. São exemplos solar e eólica que, apesar 
de renováveis, carecem de aperfeiçoamentos tecnológicos para sua adequada 
aplicação (GOLDEMBERG, 2007). 
 
Subclassificação das fontes 
As principais fontes energéticas subdividem-se nas seguintes categorias: 
Convencionais: Perfazem este grupo, as fontes cuja tecnologia está 
completamente desenvolvida a custos aceitáveis pelos padrões de consumo. Dentre 
as fósseis encontram-se o petróleo e derivados, gás natural e carvão e, dentre as 
renováveis, hidrelétricas e biomassa. 
Não convencionais: Compõem este grupo, as fontes cuja tecnologia já está 
demonstrada, mas ainda apresentam problemas de aceitação pública, seja por razões 
econômicas, de segurança ou logísticas. Dentre as fósseis estão o xisto betuminoso 
e a fissão nuclear e dentre as renováveis estão as marés, eólica, ondas, geotérmica 
e solar, tanto para produção de calor quanto de eletricidade. 
Exóticas: São aquelas cuja tecnologia ainda não está efetivada e, por isso, os 
custos e sua aceitação pela sociedade não podem ser avaliados. 
20 
 
 Inserem-se neste grupo a fusão nuclear (fóssil) e o calor dos oceanos (renovável) 
(GOLDEMBERG, 2007). 
 
4.2.1. Fontes energéticas no Brasil 
No Brasil, as fontes em operação compreendem, em ordem decrescente de 
utilização: as hidrelétricas (66.97%), termelétricas a gás natural (10,97%), biomassa 
(9.19%), petróleo e derivados (5.87%), eólica e outras renováveis (2.88%), carvão 
mineral (2.59%) e nuclear (1.53%), segundo o Banco de Informações de Geração 
(BIG) da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). 
A Figura 1 mostra os percentuais de uso das fontes energéticas no Brasil 
 
Figura 1 - Participação das fontes no Brasil 
 
Fonte: BIG/ANEEL, 2014. 
 
 
21 
 
4.2.1.1. Hidroeletricidade 
 A hidroeletricidade é um recurso renovável independente de combustível para 
operar bastando a ação da gravidade e da luz natural; no panorama mundial é uma 
tecnologia de geração consolidada e economicamente competitiva. 
No Brasil, tem sido a principal fonte de geração elétrica há muitas décadas e é 
possível que as usinas sejam construídas atendendo aos requisitos do 
desenvolvimento sustentável, graças às exigentes legislações ambientais do país 
(PDEE 2006-2015). 
Apesar da abundância em território brasileiro, os recursos hídricos apresentam 
incertezas e sazonalidades e, para mitigar esses efeitos, assim como para explorar as 
diferenças dos regimes de chuvas, as usinas hidrelétricas são construídas com 
reservatórios de acumulação interligados regionalmente e operam com parque 
gerador termelétrico em regime complementar. 
Destaca-se a realização dos estudos da Avaliação Ambiental Integrada, pela 
Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que tem como objetivos identificar e avaliar 
os efeitos associados e cumulativos dos impactos ambientais causados pelos 
aproveitamentos das bacias hidrográficas brasileiras. 
Os custos de investimentos das usinas termelétricas são inferiores aos das 
hidrelétricas, mas o custo médio de produção elétrica ao longo da vida útil de uma 
termelétrica será elevado, se operar na base, pois inclui o custo de combustível. Mas 
se estiver inserida em um parque gerador predominantemente hídrico, sua geração 
será, na maior parte do tempo, definida em seu mínimo operativo e complementar. 
Então, a médio e longo prazo, o custo da geração combinada será economicamente 
vantajoso e o atendimento à demanda, mais confiável (EPE 2016). 
 
4.2.1.2. Termeletricidade a gás natural 
O gás natural representa uma alternativa menos poluente quando comparada 
aos combustíveis carvão e óleo. Este foi o recurso de energia primária de maior 
crescimento percentual das últimas décadas. 
O incremento do gás natural trouxe benefícios ao Sistema Interligado Nacional 
(SIN), tanto em termos de garantia do suprimento quanto de contribuiçãoà 
22 
 
estabilidade do sistema, visto que as termelétricas a gás natural podem ser instaladas 
próximas ou nos centros de carga, atuando na estabilização dos níveis de tensão. O 
avanço do gás natural contribui com o meio-ambiente promovendo o recuo dos 
combustíveis fósseis líquidos, principalmente nas regiões industriais de grande 
concentração urbana ou da inserção acentuada de veículos automotivos a gás; 
também melhora os processos e produtos de segmentos industriais que necessitam 
da geração mais limpa e eficiente de energia. Além disso, a sua facilidade de 
transporte e manuseio por meio dos gasodutos colabora com a redução do tráfego de 
caminhões transportadores e evita a estocagem e os riscos decorrentes do 
armazenamento. No entanto, em termos de oferta, o Brasil tem enfrentado períodos 
de escassez. 
A indústria da cogeração do gás natural produzindo, ao mesmo tempo, 
eletricidade e energia térmica (calor ou frio) vem se desenvolvendo em todo mundo. 
As centrais de cogeração, geralmente, são instaladas nos locais de uso final da 
energia, por empresas ou investidores que operam em regime de terceirização para 
produzir sua própria energia térmica. 
Por ser um combustível de queima constante, o gás natural propicia maior 
eficiência no processo industrial; não gera resíduos tóxicos, atenua o desgaste dos 
equipamentos e também oferece maior segurança em relação a outros gases, por 
dissipar-se rapidamente na atmosfera (PDEE 2006-2015). 
 
4.2.1.3. Termeletricidade a biomassa 
O Brasil conta com um significativo potencial termelétrico de biomassa, a 
chamada "bioeletricidade", cuja principal matéria-prima são os resíduos da indústria 
sucroalcooleira, especialmente o bagaço da cana-de-açúcar, que representa 90% do 
total da bioeletricidade e 8% da geração elétrica nacional (BEN 2015). 
Essa atividade é considerada limpa e renovável, causa poucos impactos 
ambientais; apresenta custos relativamente baixos tanto de produção quanto de 
manutenção e é realizada por meio de tecnologia conhecida e dominada, podendo ser 
disponibilizada em prazos curtos e com equipamentos nacionais. 
Observa-se a gradual inserção da biomassa na matriz energética de maneira 
competitiva a partir da criação do Novo Modelo do Setor Elétrico, em 2004, que 
23 
 
estabeleceu as regras para o seu cadastramento e habilitação técnica nos leilões de 
energia, além de favorecer a formulação de um preço teto às usinas brasileiras (EPE 
2015). 
Aliados aos leilões também contribuíram para o crescimento da biomassa, os 
incentivos governamentais e linhas de crédito diferenciadas. 
As condições climáticas e de solo favorecem o desenvolvimento dos resíduos 
de cana-de-açúcar e, embora a oferta desse recurso seja sazonal, seu período natural 
de safra coincide com o de estiagem da região centro-sul, podendo se tornar 
complementar à matriz hidráulica. 
Existe um significativo teor da biomassa no país, capaz de garantir o 
suprimento energético de 500 MW médios por ano ao SIN, que se concentra 80% na 
região SE-CO e 20% na região N-NE (PDEE 2006-2015). 
 
Etanol e biodiesel 
O etanol e o biodiesel, compostos orgânicos competitivos, utilizados 
principalmente no setor de transportes, tendem a substituir parcialmente os 
combustíveis fósseis líquidos (EPE 2016). 
Os estudos relativos ao etanol e biodiesel da EPE são de responsabilidade da 
Superintendência de Derivados de Petróleo e Biocombustíveis da Diretoria de 
Petróleo, Gás e Biocombustíveis (SDB/DPG) e incluem as seguintes projeções: 
demanda total e exportação de etanol, oferta brasileira de etanol e biodiesel, análise 
da logística de transportes e infraestrutura de escoamento da produção desses 
biocombustíveis, junto aos Planos Decenais e Nacionais (EPE 2015). 
 
4.2.1.4. Termeletricidade a carvão 
De maneira geral, todas as unidades termelétricas fósseis são altamente 
intensivas em recursos naturais, principalmente água, e emitem elevadas taxas de 
gases poluentes por unidade de energia gerada. 
Esses recursos são os mais impactados pelos empreendimentos termelétricos. 
As unidades de ciclo aberto são especialmente atingidas, devido à utilização de 
24 
 
grandes volumes e reposição a temperaturas superiores às de entrada, 
comprometendo gravemente a biodiversidade local. 
Também a qualidade do ar do entorno da termelétrica fica prejudicada, devido 
a uma maior concentração dos GEE (EPE 2016). 
Mas, em empreendimentos a carvão, esses efeitos são ampliados; a extração 
do minério a partir de minas subterrâneas do carvão acarreta sérios problemas 
ambientais como erosão, desertificação e desmatamentos. Além disso, as reservas 
carboníferas do Brasil apresentam baixa qualidade de poder calorífico e alto teor de 
cinzas (acima de 50%) e enxofre (acima de 1,5%), elevando as taxas de emissões de 
poluentes atmosféricos, comparativamente a instalações semelhantes em outros 
países (PDEE 2006-2015). 
O Brasil possui importantes reservas de carvão mineral, cerca de 32 bilhões de 
toneladas, das quais 89% estão localizadas no Rio Grande do Sul (BEN 2006). 
 
4.2.1.5. Termeletricidade a petróleo e derivados 
O petróleo ocorre nas bacias sedimentares que apresentam formações 
geológicas de larga espessura. Os impactos ambientais são característicos das 
construções de grande porte, que rompem o equilíbrio natural e afetam a fauna e a 
flora podendo, ainda, contaminar o ambiente com gases tóxicos, vazamentos de 
solventes orgânicos, emissões de calor e riscos de explosões. 
A industrialização do petróleo no Brasil iniciou-se na década de 50 com a 
criação da Petrobrás, que detém ainda hoje o monopólio da pesquisa, prospecção, 
refino e transporte do petróleo, estendido à comercialização e importação em 1963 
(TUNDISI, 2014). 
Em 2012 foi instituída a Avaliação Ambiental de Áreas Sedimentares (AAAS) 
de abrangência nacional, que é um processo baseado em estudo multidisciplinar 
utilizado pelo Ministério das Minas e Energia (MME) e Ministério do Meio Ambiente 
(MMA); seu principal instrumento é o Estudo Ambiental de Área Sedimentar (EAAS), 
que analisa uma determinada área sedimentar, considerando os recursos de petróleo 
e gás natural potencialmente existentes e as condições e características 
25 
 
socioambientais em função dos impactos ambientais associados às atividades 
petrolíferas. 
Em 2013, a EPE/MME integrada à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural 
e Biocombustíveis (ANP), intensificou o Zoneamento Nacional de Recursos de Óleo e 
Gás (ZNMT) criado em 2005, envolvendo perspectivas geológicas e econômicas por 
meio da análise de plays exploratórios e elaboração de mapas para representar a 
importância petrolífera da área considerada para vários argumentos (EPE 2015). 
Atualmente, o Brasil conta com 17 refinarias espalhadas por toda plataforma 
territorial e continental, dentre as quais 13 pertencem à Petrobrás e respondem por 
98% do petróleo refinado no Brasil (PETROBRÁS 2017). 
O Pré-sal, descoberto no Campo de Tupi na Bacia de Santos, em 2007, é um 
dos maiores poços petrolíferos brasileiros; a Petrobrás estima o volume de petróleo 
dessa área, na ordem de 5 a 8 bilhões de Barris de Óleo Equivalente (BOE), o que 
deve colocar o Brasil, a médio prazo, entre os principais países produtores e 
exportadores de petróleo e gás natural do mundo (EPE 2015). 
 
4.2.1.6. Eólica e outras renováveis 
A energia eólica vem se desenvolvendo de forma gradual, mas decisiva na 
matriz brasileira, em conformidade com a diretriz do Governo Federal da 
“diversificação da matriz energética e valorização das características e 
potencialidades regionais na formulação e implementação de políticas energéticas” 
(PDEE 2006-2015). 
O aproveitamento do potencial eólico brasileiro vem sendo pesquisado desde 
a década de 70 e, embora ainda baixo, prevê-se um aumento significativo nos 
próximos anos, chegando a 11,6% da capacidade instalada em 2024 e sendo indicadacomo fonte complementar à matriz hidráulica (PDE 2024). 
O Atlas do Potencial Eólico, publicado pelo MME em 2001, revelou a existência 
de áreas com regimes médios de ventos adequados à instalação de parques eólicos, 
prioritariamente nas regiões Nordeste (144 TWh/ano), Sul e Sudeste (96 TWh/ano). 
26 
 
Na primeira etapa do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia 
Elétrica (PROINFA), foram contratados 54 empreendimentos de energia eólica, 
totalizando uma potência de 1493 MW. 
A EPE estabeleceu também para a eólica, regras de cadastramento e 
habilitação técnica nos leilões de energia que se iniciaram em 2009 e colaborou na 
formulação de um preço-teto adequado à atividade. 
As últimas eólicas atingiram, em 2015, mais de 14000 GW de capacidade 
instalada contratada (EPE 2015). 
Energia Solar 
Os sistemas passivos de captação de energia solar otimizam a energia 
disponível pela radiação solar e emissão de energia da própria Terra devido ao calor 
absorvido, sendo bastante utilizados em construções arquitetônicas e também na 
agricultura com a construção de estufas ou casas de vegetação, entre outras 
aplicações; esses sistemas aumentam a absorção de calor e reduzem as perdas. 
As células fotovoltaicas são dispositivos semicondutores que absorvem fótons 
e geram cargas elétricas positivas e negativas, produzindo eletricidade na presença 
de um campo elétrico; convertem, portanto, a radiação solar diretamente em 
eletricidade. 
Os custos da energia solar são altos quando comparados aos métodos 
convencionais, mas o desenvolvimento tecnológico deverá levar a um barateamento 
dos processos de produção nos próximos anos. 
Nas centrais térmicas, o aquecimento ocorre pela captação da radiação solar e 
transferência aos fluidos de uso doméstico e industrial ou para a transformação do 
calor em outro tipo de energia (TUNDISI, 2014). 
Os impactos ambientais e riscos ocupacionais dos sistemas fotovoltaicos são 
praticamente nulos (GOLDEMBERG, 2007; EPE 2016). 
As usinas solares, assim como as eólicas, vêm penetrando gradualmente a 
matriz energética nacional. De maneira análoga às eólicas e biomassa, a EPE tem se 
mobilizado no sentido de criar as bases de inserção da energia solar no mercado: 
aumentando sua participação nos leilões; publicando as instruções de cadastramento 
e modelos de contratação; formulando um preço-teto adequado; agregando-se a 
27 
 
associações setoriais, empreendedores, pesquisadores e outros agentes para 
consolidar o conhecimento técnico na área solar e elaborando políticas e avaliações 
de projetos. 
Nesse aspecto, a Deutshe Gesellschaftfür Internationale Zusammenarbeit 
(GIZ) apoia a EPE, conforme o acordo de cooperação Brasil-Alemanha na área 
energética (EPE 2015). 
 
Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH) 
As PCH possuem potência elétrica instalada entre 1.000 a 30.000 KW, com 
reservatórios de área inferiores a 3 Km2 para a cheia centenária (que ocorre com 
períodos de retorno de 10 a 100 anos). 
Do ponto de vista ecológico, causam um baixo índice de impactos ambientais 
e do ponto de vista econômico e legal, requerem menor volume de investimentos, 
prazos mais curtos de maturação e tratamento de regulação diferenciado; exemplos: 
dispensa de licitação para obtenção da concessão bastando a autorização da ANEEL 
para o empreendedor; isenção de pagamento de Uso do Bem Público (UBP), taxas 
de compensação financeira dos estados e municípios e outras isenções fiscais. 
Por todas essas características, as PCH tornaram-se opções atrativas ao 
empreendedor. 
Segundo dados da EPE, as PCH no Brasil, em 2015, contribuíram com 
aproximadamente 1300 MW ao SIN, sendo o estado de Minas Gerais o de maior 
concentração, com quase 400 MW. 
A Lei 10438/2002 criou o PROINFA com o principal objetivo de alavancar a 
participação da energia elétrica produzida por fontes eólicas, PCH e biomassa no SIN 
e estabeleceu metas de crescimento da participação dessas fontes na matriz 
energética nacional (PDEE 2006-2015). 
 
 
 
 
28 
 
4.2.1.7. Energia Nuclear 
Atualmente, a energia nuclear é a quarta maior fonte geradora de eletricidade 
no mundo depois do carvão, gás natural e hidroeletricidade. 
Existem, hoje, 442 reatores nucleares em operação em 30 países e 66 reatores 
em construção em nações como China, EUA, Rússia e membros da União Europeia 
(IAEA 2016). 
O Brasil possui a sexta maior reserva de urânio do planeta com somente um 
terço de seu território prospectado e também de tório e detém o domínio da tecnologia 
do ciclo de combustível, condição privilegiada de poucos países do mundo (MALTA, 
2014). 
Apesar disso, a indústria nuclear no Brasil tem crescido pouco, em parte devido 
a um planejamento mais diretamente voltado à expansão das fontes renováveis e 
também pela resistência e conhecimento precário da sociedade quanto aos riscos e 
benefícios da energia nuclear, além das dificuldades regulatórias encontradas por 
empresas privadas para o financiamento de novas usinas. 
Considerando apenas para fins pacíficos, a geração nuclear apresenta como 
principais pontos favoráveis: não contribuir com a emissão GEE ao planeta, utilizar 
pequenas áreas para sua instalação, causar baixo nível de impactos ambientais e 
independer de sazonalidades climáticas; particularizando para o Brasil, dispor de 
grande teor de combustível e conhecer bem a tecnologia. 
E como pontos desfavoráveis: armazenar rejeitos em locais isolados e 
protegidos; incorrer em riscos de acidentes, contaminação radioativa e proliferação 
bélica; isolar as centrais após o seu encerramento e apresentar custos relativamente 
altos (FGV 2016; SILVA, A. T., 2008). 
29 
 
5. PROJEÇÕES DE DEMANDA ENERGÉTICA 
As projeções energéticas representam um importante instrumento de previsão 
das futuras demandas globais, por classe e setorial, enfatizando a eletricidade. 
Avaliam incertezas, servem de diretrizes e antecipam possíveis inovações e eventos 
que possam produzir mudanças significativas na sociedade e em suas relações com 
a energia. 
Essas modificações podem ser de natureza tecnológica ou econômica, 
decorrentes de novos hábitos sociais ou devido a diferentes recursos energéticos que 
se disponibilizem durante o horizonte considerado. 
Além disso, apontam tendências que geram oportunidades e podem sinalizar a 
necessidade de um posicionamento estratégico no longo prazo e planos de ação no 
curto prazo (EPE 2014). 
A construção dos cenários macroeconômicos é o ponto de partida dos estudos 
de mercado da energia elétrica, devido à forte inter-relação da demanda e do 
desempenho da economia. Definidos os cenários, podem-se quantificar as 
correspondentes trajetórias plausíveis para o crescimento econômico de um país ou 
região. 
Os modelos utilizados são representações simplificadas da complexa estrutura 
do mercado energético, que abrange leis, regulamentações e comportamentos, tanto 
do produtor quanto do consumidor (EPE/Relatório 2005-2015). 
O presente trabalho apoiou-se nos estudos correspondentes às seguintes 
referências bibliográficas: 
 International Energy Outlook 2016, “IEO 2016”; 
 EPE 2014– Demanda de Energia 2050, “DE 2050”; 
 ALVIM et al., 2013. Projeção das energias primárias e geração da 
eletricidade em cenários de médio prazo, 2020; longo prazo, 2035 e 
muito longo prazo, 2060, “Energias 20, 35 e 60”. 
 
5.1. IEO 2016 
International Energy Outlook 2016, IEO 2016, documento elaborado pela U.S. 
Energy Information Administration (EIA), agência de análises estatísticas ligadas ao 
30 
 
U.S. Department of Energy, apresenta projeções do mercado energético internacional 
correspondente ao período de 2012 a 2040. 
As projeções do IEO 2016 representam diretrizes para os mais diversos 
setores; públicos e privados, agências federais, estaduais e todas as associações 
comerciais ligadas ao ramo energético, que necessitem de planejamentos ou tomadas 
de decisões.As projeções do IEO 2016 estão divididas entre os países-membros da 
Organização de Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OECD), “OECD”, e os 
não membros, “não OECD”. 
Países OECD 
Nesse grupo estão incluídos os três seguintes subgrupos: 
América (Estados Unidos, Canadá e México/Chile), Europa e Ásia (Japão, 
Coréia do Sul e Austrália/Nova Zelândia). 
Países não OECD 
Nesse grupo estão incluídos cinco subgrupos: 
Europa, Eurásia (inclusive Rússia); Ásia (China e Índia); Meio Leste; África e 
América (inclusive Brasil). 
 
5.1.1. Metodologia 
Os estudos do IEO 2016 abordam exclusivamente a energia de mercado, 
desconsiderando, portanto, os recursos energéticos que não são comercializados, 
embora estes ainda desempenhem importante papel na economia de muitos países. 
As projeções do IEO 2016 são elaboradas por especialistas que consideram 
diversas variáveis implícitas na macroeconomia dos países e que estão fortemente 
atreladas ao mercado energético. Entre outras, as legislações e regulações existentes 
representam importante ferramenta para o IEO 2016, na medida em que refletem os 
efeitos das políticas públicas adotadas. 
Os analistas procuram interpretar os possíveis efeitos decorrentes de iniciativas 
das políticas escolhidas e os objetivos a que se propõem, bastante complexos, na 
maioria dos casos. São adotados diferentes parâmetros e métodos para cenários 
31 
 
específicos; diversos itens são considerados; entre outros, as tendências 
demográficas e tecnológicas, em função de novos hábitos e tecnologias; exemplo são 
as provenientes do incremento de fontes renováveis; também mobilidades sociais e 
urbanas são previstas, como é o caso da migração social, de áreas centrais urbanas 
para periféricas e rurais. 
O EIA 2016 explora os efeitos de adoções alternativas dos cenários com 
diferentes taxas de crescimento econômico e variações de preços no mercado 
internacional (combustíveis, por exemplo). E considera que as legislações e 
regulações dos países permanecem constantes no decorrer do período estimado. 
5.1.2. Pontos relevantes 
 O gráfico da Figura 2 prevê um aumento de 48% no consumo mundial de 
energia entre 2012 a 2040, passando de 549 quadrilhões de Btu em 2012 para 629 
quadrilhões de Btu em 2020 e para 815 quadrilhões de Btu em 2040. 
Btu = British thermal unit (unidade térmica britânica). 
 Figura 2 - Consumo de energia mundial, 1990 a 2040 (em quadrilhões de Btu) 
 
 Fonte: EIA/ IEO 2016, 2016. 
 
A Figura 2 não considera os efeitos do Projeto de Regulação Clean Power Plan 
(CPP) recentemente finalizado nos Estados Unidos. Uma análise preliminar do CPP 
demonstra uma redução de 21% (em torno de 4,0. 1015 Btu) no consumo 
32 
 
estadunidense de carvão em 2020 e 24% (quase 5,0. 1015 Btu) em 2040; o CPP prevê 
também um aumento em torno de 7% das energias renováveis em 2020 
(aproximadamente 1,0. 1015 Btu) em 2020 e 37% (quase 4,0. 1015 Btu) em 2040. 
Grande parte desse crescimento ocorre em países não OECD, nos quais 
observa-se uma maior aceleração da demanda no longo prazo; em países OECD o 
aumento é significativamente menor (em torno de 18%). 
O gráfico da Figura 3 projeta um aumento no consumo da energia total mundial 
por fontes, de 1990 até 2040. As fontes renováveis terão o crescimento mais rápido 
no período de 2012 a 2040, perfazendo uma média de 2,6% ao ano e a energia 
nuclear terá o segundo crescimento mais rápido no mesmo período, em torno de 2,3% 
ao ano1. 
Mesmo com as atuais políticas e regulamentações que limitam o uso de 
combustíveis fósseis, esses continuam a crescer, representando 78% do consumo 
global total (combustíveis líquidos, gás natural e carvão) até 2040, sendo o gás natural 
a parcela de crescimento mais rápido, em torno de 1,9% ao ano. 
O uso do carvão apresenta aumento mais acelerado que do petróleo e outros 
combustíveis líquidos até 2020 e tende a crescer muito pouco até 2040; o IEO 2016 
estima em 0,6% o crescimento médio anual do carvão, de 2012 a 2040. 
 
 
1 As linhas pontilhadas mostram os efeitos projetados do CPP. 
33 
 
 Figura 3 - Consumo energético mundial por fontes, 1990 a 2040 (em 1015 Btu) 
 
 Fonte: EIA/ IEO 2016, 2016. 
 
De acordo com o IEO 2016, a geração de eletricidade no planeta cresce em 
torno de 69%, a partir de 2,16. 1013 KWh em 2012 a 2,58. 1013 KWh em 2020 e a 3,65. 
1013 KWh em 2040. O setor elétrico se mantém entre os mais dinâmicos de 
crescimento entre todos de energias comercializadas. 
A Figura 4 mostra o contínuo aumento da geração de eletricidade mundial no 
período entre 2012 e 2040, por meio dos recursos: renováveis, carvão, gás natural, 
nuclear e petróleo. Os renováveis (incluindo as hidrelétricas) são os que apresentam 
crescimento mais rápido, em torno de 2,9% ao ano. Outras fontes renováveis, não 
hidrelétricas, têm rápido crescimento anual, tanto nas regiões OECD quanto nas não 
OECD; após essas, seguem o gás natural (2,7%) e a nuclear (2,4%). 
E observa-se um declínio do carvão, de 40% do total de geração elétrica em 
2012, para 29% em 2040. A participação dos combustíveis líquidos também decai. 
 
34 
 
 Figura 4 - Geração de eletricidade por fonte, 2012 a 2040 (em 1012 kWh) 
 
 Fonte: EIA/ IEO 2016, 2016. 
 
5.2. DE 2050 
O estudo Demanda de Energia 2050/Nota Técnica DEA 13/14 da Série Estudos 
da Demanda de Energia é o segundo documento de uma série de cinco que compõem 
o Plano Nacional de Energia 2050 (PNE 2050); nesse estudo são apresentadas as 
evoluções das demandas dos energéticos, de 2013 até 2050 no Brasil. O DE 2050 
procura apreender o efeito das diversas incertezas inerentes a cenários de longo 
prazo e reforça a importância da eficiência energética para a redução da demanda e 
dos impactos ambientais decorrentes de novos projetos. 
 
5.2.1. Metodologia 
O DE 2050 adota os seguintes procedimentos básicos: 
 Análise macroeconômica das variáveis e fatores ligados a decisões políticas e 
ao setor energético: cenários econômicos (com base no PIB e estrutura 
industrial, nacionais e internacionais); cenários demográficos (com base nas 
taxas de: crescimento populacional, habitantes/domicílio; urbanização, 
35 
 
regionalização e outras) e consideração de premissas, tais como modos de uso 
da energia, indicadores de consumo, hipóteses de conservação, substituição 
de energéticos, apropriação de bens e equipamentos, evolução automotiva e 
cenários tecnológicos; 
 Detalhamento (bottom-up) e desarticulação entre demanda por uso/segmento 
e por serviço; 
 Obtenção da energia final a partir da energia útil e dos rendimentos de 
conversão útil em final, para cada modo de utilização. 
Nas projeções preliminares são considerados parâmetros de controle tais como a 
elasticidade do consumo global e elétrico; intensidade elétrica, consumos per capta e 
comparações internacionais. 
As incertezas a longo prazo, que podem impactar a demanda e, 
consequentemente, as estratégias futuras de expansão do setor energético brasileiro 
estão, principalmente, associadas aos seguintes aspectos: 
 Papel do consumidor final como agente do mercado de energia, ainda que 
inclusa a eficiência, e também como gerador de sua própria energia, no caso 
da geração distribuída (autoprodutores); 
 Evolução do padrão futuro de mobilidade nas cidades brasileiras; 
 Transformação modal do transporte de cargas, fortemente atrelada aos 
investimentos demandados; 
 Inserção de novas tecnologias nos setores: industrial, transportes e residencial; 
exemplos: eletrificação da matriz de veículos, uso de fontes renováveis na 
produção industrial e equipamentos de uso final nas residências; 
 Dinâmica da incorporação de novos consumidores brasileiros, considerando o 
crescimento populacionale renda per capta; 
 Evolução do perfil das edificações brasileiras; 
 Competitividade relativa dos energéticos. 
O tratamento das incertezas e dos parâmetros intrínsecos a cada setor da 
economia é realizado por meio de modelagem específica setorial. A análise 
empregada, por sua vez, gera resultados por fonte energética, que são agregados 
para compor o consumo total, incluindo o uso dos não energéticos. 
A metodologia pode ser visualizada por meio da Figura 5. 
36 
 
 
 Figura 5 - Diagrama esquemático de projeção da demanda de energia. 
 
 Fonte: Elaboração EPE, 2014. 
 
Os cenários econômicos de longo prazo representam os principais insumos de 
informação ao processo de estimativa da demanda energética. 
A elaboração dos cenários de atividades setoriais tais como agropecuária, 
serviços e indústria, infraestrutura e mobilidade, permite a modelagem setorial 
específica e consequente avaliação da demanda por fonte e por setor. 
As perspectivas de autoprodução elétrica nestes setores de consumo, como 
geração distribuída e biogás, por exemplo, também participam do processo e deverão 
compor os requisitos de demanda que o sistema energético deverá atender a longo 
prazo (Figura 6). 
 
 
 
 
 
 
37 
 
 Figura 6 - Alternativas de atendimento a demanda de energia elétrica. 
 
 Fonte: Elaboração EPE, 2014. 
 
5.2.2. Pontos relevantes 
No período de 2013 a 2050, estima-se que a demanda brasileira total de 
energia aumente mais do que o dobro do valor inicial. 
Destaca-se o avanço do gás natural e eletricidade, bem como a redução de 
derivados de petróleo, lenha e carvão vegetal. 
A Figura 7, a seguir, mostra a evolução da demanda total de energia por 
energéticos no Brasil, desde 2013 até 2050. 
 
 
 
 
 
 
38 
 
 Figura 7 - Evolução de demanda total de energia por fonte, 2013 a 2050 
 
 Fonte: Elaboração EPE, 2014. 
 
Os resultados refletem a crescente penetração do gás natural na matriz 
energética e o recuo do consumo de derivados do petróleo na indústria e residências; 
essa redução também se deve à penetração de biocombustíveis no setor de 
transportes, especialmente o etanol. Em termos de setores, destaca-se o aumento da 
parcela do setor comercial, refletindo sua crescente participação na economia e 
também o uso não energético. 
A participação do setor de transportes e residencial apresenta retração. 
Salienta-se a alteração estrutural da matriz de transportes e a penetração dos veículos 
híbridos e elétricos, que propiciam ganhos de eficiência energética. No setor 
residencial, colaboram para sua redução, fatores tais como substituição da lenha por 
gás natural, ganhos de eficiência energética na iluminação e uso da energia solar para 
aquecimento térmico. 
A Figura 8 mostra o crescimento do consumo total de energia elétrica a ser 
atendido pelo SIN até 2050 e compara com a projeção do PNE 2030 até 2030 (PNE 
2030; PNE 2050); o cenário macroeconômico 2030 já previa uma crise financeira 
internacional, em função dos déficits americanos, porém de menores proporções que 
efetivamente ocorreu a partir de 2008; por isso, projetou um crescimento superior ao 
39 
 
do PNE 2050. A crise teve um forte impacto na produção industrial e no consumo 
total de eletricidade, não só no Brasil, mas no mundo todo. 
 
 Figura 8 - Consumo total de eletricidade: PNE 2050 x PNE 2030 
 
Fonte: Elaboração EPE, 2014. 
 
5.3. Energias 20, 35 e 60 
Nesse estudo, estima-se a demanda global de energia e a participação da 
eletricidade em cenários de médio (2020), longo prazo (2035) e muito longo prazo 
(2060) no Brasil. 
As participações de diferentes energias primárias também são avaliadas em 
função de sua disponibilidade. 
O “Cenário Básico” é uma extensão do planejamento 2030 para o horizonte até 
2060. Foram considerados, principalmente, os Planos Decenal 2020 (PDE 2020) e 
Nacional de Energia (PNE 2030), fornecidos pela EPE. 
O “Cenário Brasil Desenvolvido” em dois níveis, 1 e 2, foi considerado um 
cenário no qual o Brasil atingiria o desenvolvimento equivalente aos dos países 
OECD. 
40 
 
5.3.1. Metodologia 
Nessa projeção faz-se uma análise de consistência macroeconômica do Brasil 
e também de outros países, por meio do software Projetar_e levando-se em conta 
fatores delimitativos do crescimento. 
Estabelecendo os cenários, hipóteses de evolução setorial e global da razão 
energia/ PIB (“energia equivalente”) e da participação da eletricidade no consumo 
energético, projeta-se a demanda como um todo e particulariza-se ao setor elétrico. 
Essa abordagem permite que sejam contabilizadas as eficiências relativas às 
diversas fontes por setor, por meio do cálculo da emissão de GEE. 
São considerados os dados históricos disponíveis de produção, transformação 
e uso da energia em um período de quatro décadas para a projeção das fontes e de 
seis décadas para a trajetória econômica. 
Essas informações permitem demonstrar a capacidade de reação da sociedade 
brasileira às circunstâncias adversas, tanto de crises quanto de mudanças 
substanciais; como é o caso, por exemplo, do “choque do petróleo”. 
O estudo também considera a evolução histórica de outros países ou regiões 
significativas, procurando identificar as causas de suas escolhas energéticas e 
fatores, na maioria, estratégicos, a elas associados. 
A transposição da demanda para a capacidade de geração a ser instalada foi 
realizada por meio da extrapolação do Fator de Capacidade, FC, para o conjunto de 
recursos (centrais) e individualmente para cada tipo, utilizando-se o processo iterativo 
e ajuste das curvas. A extrapolação e evolução do FC, para cada tipo de central, utiliza 
os dados de comportamento histórico no Brasil e valores médios de centrais no 
exterior. 
Definidos os fatores de capacidade chega-se à participação de cada central na 
capacidade instalada. 
As parcelas da maioria dos tipos de centrais na capacidade instalada foram 
calculadas com base em frações exógenas próximas do real encontradas na literatura. 
Exemplo: para a capacidade hidráulica, supõe-se um aproveitamento de 80% em 
relação ao potencial total. 
41 
 
As parcelas ao longo do tempo foram definidas a partir do acoplamento dos 
dados históricos a um valor exógeno para 2060. 
Nesses ajustes procurou-se adequar as formas das curvas às previsões do 
Plano Decenal. 
 
5.3.2. Pontos relevantes 
Considerou-se apenas os resultados do Cenário Básico para representar um 
cenário de expectativa elementar. 
Segundo o estudo, para este cenário, quatro tipos de centrais atenderiam a 
demanda do Serviço Público: hídricas, nucleares, outras renováveis (eólica e 
fotovoltaica) e térmicas convencionais. 
Para as térmicas, foi projetada a distribuição da geração por combustíveis 
fósseis. A parcela da biomassa e das pequenas centrais hidrelétricas (PCH), muito 
pequena, foi considerada nos Autoprodutores. 
As curvas correspondentes à demanda elétrica decenal em Centrais do Serviço 
Público estão delineadas na Figura 9 abaixo. 
 
 Figura 9 - Geração de eletricidade por tipo de usina, Cenário Básico. 
 
 Fonte: Energias 20, 35 e 60, 2013. 
42 
 
A introdução de usinas de geração eólica, atualmente limitada, tenderá a 
reduzir o FC, mas seu efeito ainda é imperceptível nos valores médios por país. No 
Brasil, a sazonalidade da eólica é complementar à hídrica, mas existe uma forte 
variabilidade ao longo do dia. Essas variações diárias também são observadas na 
fotovoltaica, pois essas fontes são condicionadas a fatores climáticos instáveis. 
A Figura 10 mostra que a parcela de fontes fósseis, excetuando-se a nuclear, 
é mantida abaixo de 20% durante mais de trinta anos, o que asseguraria uma baixa 
emissão GEE por KWh. 
 
 Figura 10 - Participação das fontes por energia elétrica produzida, históricae projetada, para Centrais 
de Serviço Público e Autoprodutores, Cenário Básico 
 
 
 Fonte: Energias 20, 35 e 60, 2013. 
 
43 
 
6. FUNDAMENTAÇÃO TEORICA 
O estudo realizado, através da revisão bibliográfica, sobre as diversas fontes 
energéticas brasileiras possibilitou obter-se uma visão ampla da realidade nacional 
em termos de política energética. Esta visão, somada ao estudo pormenorizado das 
projeções de demanda, permitiu que considerações essenciais para a realização do 
estudo da viabilidade econômica de uma instalação nuclear fossem elencadas, como 
seguem abaixo: 
1- O cenário energético mundial de longo prazo, 2012 a 2040, inclusos os 
países OECD e não OECD, mostra que a demanda total deve crescer em torno de 
50% e a eletricidade em 70% (Figuras 2 e 4), mantendo-se esta, entre os setores mais 
dinâmicos. Ressalta-se que, dentre as energias limpas, a nuclear ocupa o segundo 
lugar no quesito rapidez de crescimento (2,3% ao ano), destacando-se a fóssil gás 
natural, com 1.9% ao ano (Figura 3). 
E espera-se a participação de 71% dos países não OECD, que incluem o Brasil, 
no consumo total energético, até 2040 (IEO 2016). 
2- Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a principal fonte 
de geração elétrica no Brasil é a hidroeletricidade. O ONS observa também que desde 
1990 não entraram em operação novas hidrelétricas com reservatórios de 
regularização plurianual, ou seja, aquelas com capacidade instalada maior do que 30 
MW e área acima de 3 Km2. 
Segundo o Plano de Operação Energética (PEN) da ONS 2014 a perda da 
capacidade de regularização das usinas hidrelétricas, mediante o crescimento de 
carga, oferece riscos de déficit e impacta os custos marginais de operação, CMO2, 
cabendo às térmicas cumprirem o papel complementar. 
Após a crise hídrica de 2013 e consequente intensidade operacional das 
térmicas, a modicidade tarifária ficou comprometida, os custos com manutenção e 
operação dos agentes elevou-se e a confiabilidade dos equipamentos diminuiu (FGV 
2016). 
 
2 Cmo = Custo por unidade de energia produzida para atender a um acréscimo de carga no sistema. 
44 
 
A evolução da matriz energética brasileira deverá manter a tendência de 
expansão hidrelétrica com baixa ou nenhuma regularização plurianual e crescente 
inserção de fontes intermitentes. 
3- De acordo com o DE 2050, a demanda energética brasileira total deve 
dobrar, de 2013 a 2050, passando de 267 Tep/ano em 2013 a 605 Tep/ano3 em 2050 
(Figura 7), com importante participação do gás natural e da eletricidade, que também 
deve subir de 16,6% para 23,2% no período considerado. 
Espera-se que a energia nuclear, no horizonte de 2010 a 2060, participe em 
torno de 40%, do total da eletricidade gerada no Serviço Público do Cenário Básico 
(Figura 10, Energias 20, 35 e 60), acompanhando o crescimento das outras 
renováveis, biomassa e hidráulica, enquanto o nível das fontes derivados de petróleo 
e gás natural seja mantido abaixo de 25%. 
A política energética de longo prazo deverá considerar a diversidade de fontes 
térmicas disponíveis para garantir a segurança do suprimento. A biomassa, que 
enfrenta o problema da sazonalidade das safras e o gás natural, cuja tendência é 
crescer, não conta ainda com capacidade nacional suficiente para atender a demanda. 
Nesse contexto, “a geração nuclear pode desempenhar importante papel, por tratar-
se de uma fonte térmica de baixo custo e capaz de operar na base, permitindo que os 
reservatórios das hidrelétricas exerçam como principal função a regulação das fontes 
renováveis intermitentes” (FGV 2016). 
A energia nuclear vem se tornando um consenso cada vez mais presente no 
debate energético nacional, não só pela abundância de combustível e domínio da 
tecnologia, mas também pelos benefícios gerados ao meio ambiente, pois contribui 
com a mitigação dos efeitos climáticos ao planeta e apresenta baixo nível de impactos 
ambientais (FGV 2016). 
Por todos os argumentos apresentados, acredita-se que a opção nuclear seja 
plenamente justificável para compor a matriz energética brasileira de modo mais 
consistente nas próximas décadas, complementarmente à hidráulica e outras fósseis. 
 
3 Tep = toneladas de petróleo equivalente. 
45 
 
A fundamentação teórica relacionada à geração termonuclear é apresentada 
no capítulo 7, onde uma descrição aprofundada sobre os tipos de reatores nucleares 
e, ainda, sobre as usinas nucleares existentes no Brasil, é pormenorizada. 
No capítulo 8 estão os fundamentos teóricos sobre as análises econômico-
financeiras que permitem, de maneira efetiva, a realização do estudo da viabilidade 
econômica para o caso em análise. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
46 
 
7. GERAÇÃO TERMONUCLEAR 
Centrais núcleo-elétricas são termelétricas cujo princípio básico é a obtenção 
de energia térmica por meio da fissão nuclear do combustível, que pode ser físsil 
(geralmente o 235U enriquecido) ou fértil, podendo este ser convertido em físsil. 
Uma central nuclear pode conter vários reatores. 
Atualmente, apenas os reatores de fissão são empregados para a produção de 
energia elétrica comercialmente enquanto os reatores de fusão encontram-se em fase 
experimental. 
7.1. Fissão e fusão nuclear 
A energia nuclear é capaz de gerar eletricidade através da fissão ou da fusão 
nuclear. 
A fissão pode ocorrer espontaneamente devido à instabilidade do isótopo ou 
pela captura de nêutrons, que é a reação desencadeada nos reatores nucleares. 
Fissão nuclear espontânea 
A fissão nuclear espontânea ocorre em determinados isótopos de urânio, 
plutônio 239 e elementos de estrutura atômica instável. 
A taxa de fissão espontânea é a probabilidade por segundo que um 
determinado átomo tem de sofrer a fissão espontânea, ou seja, sem intervenção 
externa (FISSÃO NUCLEAR). 
Fissão nuclear provocada 
Neste tipo de fissão, nuclídeos físseis são atingidos por nêutrons originando 
dois novos nuclídeos, mais dois ou três nêutrons e a liberação de uma enorme 
quantidade de energia. 
A equação (1), abaixo, é um exemplo de uma possível fissão do 235U 
 (1) 
 Fonte: IPEN, 2016. 
A reação se processa em cadeia, originando novos produtos de fissão. 
47 
 
A Figura 11 ilustra o processo da reação em cadeia do 235U fissionando-se em 
novos produtos. 
 Figura 11 - Uma possível fissão do 235U 
 
 Fonte: Mundo Educação, 2017. 
 
Em nuclídeos físseis, a seção de choque é maior para nêutrons lentos do que 
para os rápidos. 
A redução na velocidade dos nêutrons é obtida através do uso de moderadores. 
A moderação ocorre principalmente por meio do espalhamento elástico pelos núcleos 
leves dessas substâncias (IPEN 2016). 
Como resultado desse processo, os nêutrons adquirem equilíbrio térmico com 
os átomos ou moléculas do moderador, sendo chamados de térmicos e descritos com 
base na energia cinética de 0,025 eV, correspondente à velocidade mais provável 
para fissão, de 2200 m/s à temperatura de 20°C. 
Dentre os núcleos pesados, somente o 235U, o 233U e o 239Pu têm seções de 
choque altas para fissão por nêutrons térmicos e, apesar das meias-vidas longas, o 
235U ocorre naturalmente e tanto o 233U como o 239Pu podem ser produzidos em larga 
48 
 
escala a intervalos de tempo praticáveis. Por isso esses materiais físseis são os mais 
importantes nas aplicações nucleares. 
No caso do 235U, o número de massa dos produtos de fissão gerados pelo tipo 
mais provável, varia entre 95 e 139 e resultados análogos são obtidos a partir da fissão 
do 239Pu e do 233U. 
O núcleo fissionado pode se dividir de 53 maneiras diferentes, gerando 106 
produtos diretos com números de massa entre 66 e 172. 
Cada produto de fissão radioativo sofre uma série de decaimentos